CN108764758B - 计及需求侧管理的电力与天然气互联系统的协同方法 - Google Patents

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Abstract

本申请涉及一种计及需求侧管理的电力与天然气互联系统的协同方法，包括：在电力与天然气互联系统中建立能源耦合单元运行框架；根据需求侧管理方式的特点，对用户满意度进行量化评估，在电力与天然气互联系统中建立需求侧管理模型；以总成本最小化为目标函数，建立电力与天然气互联系统协同规划模型；对电力与天然气互联系统协同规划模型中的非线性部分进行线性化处理。考虑了需求侧在电力与天然气互联系统规划中的重要作用，一方面有利于缓解负荷增长对系统带来的压力，推迟或减少候选设备及线路的投建，降低建设成本；另一方面有利于系统运行时期对电力负荷与天然气负荷进行削峰填谷，促进风电等可再生能源的进一步消纳，降低运行成本。

Description

计及需求侧管理的电力与天然气互联系统的协同方法
技术领域
本申请涉及电力系统，特别是涉及计及需求侧管理的电力与天然气互联系统的协同方法。
背景技术
近年来，城市规模在不断发展，对一次能源需求密集，但资源使用方式粗放，导致对城市脆弱资源的过度开发，资源环境承载能力已达到极限。随着我国城市化工作的逐步推进，未来大型都市的能源供应问题将日益严峻。为解决该问题，一方面可以将需求侧纳入电力系统的主动调控中，使电力系统安全、可靠、经济地运行，另一方面，可以发展电转气技术，推进能源互联网建设。
由燃气机组与电转气设备构成能源耦合单元，实现电力系统与天然气系统的双向耦合，这对传统电力系统的规划与运行方式都产生了巨大影响。电力与天然气互联系统通过能源耦合单元将电力系统与天然气系统紧密联系起来，在实现规划与运行层面协调优化的同时，也可以提高系统整体能源开发利用效率。在能源耦合单元中，燃气机组转化高效、反应迅速、建设时间短，已经得到了广泛应用；电转气设备利用天然气系统实现电能的转换与传输，使电力与天然气互联系统逐步由开环运行向闭环运行发展，促进电力与天然气互联系统的应用化进程。近年来，电力系统与天然气系统的协同规划问题逐渐引起了各国的广泛关注。
在电力与天然气互联系统规划方面，如何设计规划方案以降低规划年限内的总成本，如何将用户需求纳入规划方案的考量因素中，如何提高规划模型求解效率以适应远期规划的要求，都是目前能源互联网，尤其是电力与天然气互联系统需要解决的问题。可见，现有关于电力与天然气互联系统的规划方法还有待改进。
发明内容
基于此，有必要提供一种计及需求侧管理的电力与天然气互联系统的协同方法。
首先，在电力与天然气互联系统中建立能源耦合单元运行框架，以使燃气机组和电转气装置协同运行；
然后根据需求侧管理方式的特点，对用户满意度进行量化评估，在电力与天然气互联系统中建立需求侧管理模型；
再基于能源耦合单元运行框架与需求侧管理模型，计及需求侧管理成本，以总成本最小化为目标函数，建立电力与天然气互联系统协同规划模型；
最后采用增量线性化方法，对电力与天然气互联系统协同规划模型中的非线性部分进行线性化处理。
上述协同方法考虑了需求侧在电力与天然气互联系统规划中的重要作用，由于以总成本最小化为目标函数，因此能够实现较小的投建成本；并且是基于需求侧的响应及灵活性，一方面有利于缓解负荷增长对系统带来的压力，推迟或减少候选设备及线路的投建，降低建设成本；另一方面有利于系统运行时期对电力负荷与天然气负荷进行削峰填谷，促进风电等可再生能源的进一步消纳，降低运行成本。
在其中一个实施例中，所述在电力与天然气互联系统中建立能源耦合单元运行框架，包括：输入电力系统、天然气系统及能源耦合单元参数。
在其中一个实施例中，所述需求侧管理方式包括削减负荷管理方式、转移负荷管理方式和替代负荷管理方式。
在其中一个实施例中，所述用户满意度包括饱和度、差异度和舒适度。
在其中一个实施例中，所述计及需求侧管理成本，以总成本最小化为目标函数，包括：根据投资成本、运行成本和需求侧管理补偿成本，建立电力与天然气互联系统总成本最小化的目标函数。
在其中一个实施例中，所述建立电力与天然气互联系统协同规划模型时，所述协同方法还包括：对燃气机组、电转气设备、输电线路和天然气管道的投建时间与位置进行优化。
在其中一个实施例中，所述建立电力与天然气互联系统协同规划模型时，所述协同方法还包括：根据电力系统、天然气系统、能源耦合单元运行及需求侧管理要求，为电力与天然气互联系统协同规划模型确定电力与天然气互联系统的约束条件。
在其中一个实施例中，所述对电力与天然气互联系统协同规划模型中的非线性部分进行线性化处理，包括：对电力与天然气互联系统协同规划模型中需求侧管理部分和天然气管道流量约束部分进行线性化处理。
在其中一个实施例中，所述对电力与天然气互联系统协同规划模型中的非线性部分进行线性化处理之后，所述协同方法还包括步骤：根据电力与天然气互联系统协同规划模型确定候选设备及线路的投建方案。
在其中一个实施例中，所述根据电力与天然气互联系统协同规划模型确定候选设备及线路的投建方案之后，所述协同方法还包括步骤：根据电力与天然气互联系统协同规划模型协同运行投建方案。
附图说明
图1为本申请一实施例的能源耦合单元在电力与天然气互联系统中的运行框架示意图。
图2为本申请另一实施例的电力与天然气互联系统结构示意图。
图3为本申请另一实施例的规划年限内各情形下的成本比较示意图。
图4为本申请另一实施例的各场景下的弃风电量示意图。
图5为本申请另一实施例的计及需求侧管理时的负荷调整量示意图。
图6为本申请另一实施例的计及需求侧管理的气电互联系统协同规划流程示意图。
图7为本申请另一实施例的计及需求侧管理的电力与天然气互联系统的协同方法流程示意图。
具体实施方式
为使本申请的上述目的、特征和优点能够更加明显易懂，下面结合附图对本申请的具体实施方式做详细的说明。在下面的描述中阐述了很多具体细节以便于充分理解本申请。但是本申请能够以很多不同于在此描述的其它方式来实施，本领域技术人员可以在不违背本申请内涵的情况下做类似改进，因此本申请不受下面公开的具体实施例的限制。
需要说明的是，当元件被称为“固定于”或“设置于”另一个元件，它可以直接在另一个元件上或者也可以存在居中的元件。当一个元件被认为是“连接”另一个元件，它可以是直接连接到另一个元件或者可能同时存在居中元件。本文所使用的术语“垂直的”、“水平的”、“左”、“右”以及类似的表述只是为了说明的目的，并不表示是唯一的实施方式。
除非另有定义，本文所使用的所有的技术和科学术语与属于本申请的技术领域的技术人员通常理解的含义相同。本文中在本申请的说明书中所使用的术语只是为了描述具体的实施方式的目的，不是旨在于限制本申请。本文所使用的术语“和/或”包括一个或多个相关的所列项目的任意的和所有的组合。
如图7所示，本申请的一个实施例是，一种计及需求侧管理的电力与天然气互联系统的协同方法，其包括：在电力与天然气互联系统中建立能源耦合单元运行框架，以使燃气机组和电转气装置协同运行；根据需求侧管理方式的特点，对用户满意度进行量化评估，在电力与天然气互联系统中建立需求侧管理模型；基于能源耦合单元运行框架与需求侧管理模型，计及需求侧管理成本，以总成本最小化为目标函数，建立电力与天然气互联系统协同规划模型；采用增量线性化方法，对电力与天然气互联系统协同规划模型中的非线性部分进行线性化处理。上述协同方法考虑了需求侧在电力与天然气互联系统规划中的重要作用，由于以总成本最小化为目标函数，因此能够实现较小的投建成本；并且是基于需求侧的响应及灵活性，一方面有利于缓解负荷增长对系统带来的压力，推迟或减少候选设备及线路的投建，降低建设成本；另一方面有利于系统运行时期对电力负荷与天然气负荷进行削峰填谷，促进风电等可再生能源的进一步消纳，降低运行成本。
其中，能源耦合单元运行框架通过能源耦合单元实现电力与天然气互联系统，从而实现能量在电力系统与天然气系统间的双向流动的运行模式，电力与天然气互联系统协同规划模型中包含了需求侧管理模型，需求侧管理模型综合了能源系统中用户侧能源管理策略，电力与天然气互联系统协同规划模型是在能源耦合单元运行框架下电力系统与天然气系统协同规划的具体实现。需求侧管理模型用于实现将传统电力系统中的刚性负荷转化为弹性负荷以增强负荷的可控性，减小负荷波动以增强系统的安全性与稳定性，以及缓解负荷增长压力以使电力与天然气互联系统应对负荷增长的措施多样化。
在其中一个实施例中，所述能源耦合单元运行框架亦可理解为气电耦合运行框架或称为气电耦合框架。在其中一个实施例中，所述在电力与天然气互联系统中建立能源耦合单元运行框架，包括：输入电力系统、天然气系统及能源耦合单元参数。进一步地，在其中一个实施例中，为所述能源耦合单元运行框架输入电力系统、天然气系统及能源耦合单元参数。各实施例中，能源耦合单元运行框架是指通过能源耦合单元实现电力与天然气互联系统，从而实现能量在电力系统与天然气系统间的双向流动的运行模式，使得燃气机组和电转气装置能够协同运行。燃气机组与电转气设备共同作为能源耦合单元的组成部分，实现了能量在电力系统与天然气系统间的双向流动，以此作为能源耦合单元运行框架，在此基础上构建了以能源耦合单元为纽带的电力与天然气互联系统，如图1所示，电能与天然气分别单独输送给用户，并且实现能量在电力系统与天然气系统间的双向流动。在此系统中，电力负荷与天然气负荷的峰谷时段并不完全重合，因此可在电力负荷高峰时段利用燃气机组将部分天然气转化为电能，在天然气负荷高峰时段利用电转气设备将部分电能转化为天然气，从而对两种负荷同时起到削峰填谷的作用。在电力与天然气互联系统中，通过利用需求侧管理的实施，可将需求侧的刚性负荷转变为弹性负荷，使其能根据电力系统需求进行削峰填谷，增强出力发电侧与用户侧各时段电量出力的匹配程度。同时，削峰填谷能减小负荷波动，增加各类能源的可调度性，有利于整个电力与天然气互联系统能源系统安全性与可靠性的提高。在对电力与天然气互联系统候选燃气机组、电转气设备、输电线路和天然气管道进行选址规划时，协同规划与需求侧管理都是实现负荷削峰填谷、提高能源开发利用效率的方式。与传统规划方式相比，协同规划与需求侧管理有利于缓解电力与天然气负荷增长压力，延缓扩容与投资建设过程，从而提高经济效益。
在其中一个实施例中，所述需求侧管理方式包括削减负荷管理方式、转移负荷管理方式和替代负荷管理方式。在其中一个实施例中，所述需求侧管理方式包括削减负荷管理方式、转移负荷管理方式或替代负荷管理方式。在其中一个实施例中，所述需求侧管理方式包括削减负荷管理方式、转移负荷管理方式或替代负荷管理方式中的一项、两项或全部。在其中一个实施例中，所述用户满意度包括饱和度、差异度和舒适度。进一步地，在其中一个实施例中，根据需求侧管理方式的特点，对用户满意度进行量化评估，在电力与天然气互联系统中建立需求侧管理模型，包括：根据削减负荷、转移负荷和替代负荷三种需求侧管理方式的特点，同时从饱和度、差异度和舒适度三方面对需求侧管理中的用户满意度进行量化评估，在电力与天然气互联系统中建立需求侧管理模型。这样，充分考虑了需求侧管理方式的特点以及用户满意度的需求，为下一步的电力与天然气互联系统协同规划模型优化设计了需求侧管理模型，在其中一个实施例中，该需求侧管理模型具体包括综合能源系统中用户侧能源管理策略。可以理解，电力与天然气互联系统协同规划模型中包含了需求侧管理模型，是在能源耦合单元运行框架下电力系统与天然气系统协同规划的具体实现。
在其中一个实施例中，所述计及需求侧管理成本，以总成本最小化为目标函数，包括：根据投资成本、运行成本和需求侧管理补偿成本，建立电力与天然气互联系统总成本最小化的目标函数。在其中一个实施例中，所述根据需求侧管理方式的特点，对用户满意度进行量化评估，在电力与天然气互联系统中建立需求侧管理模型，具体为：根据投资成本、运行成本和需求侧管理补偿成本，建立电力与天然气互联系统总成本最小化的目标函数，然后根据所述目标函数建立电力与天然气互联系统协同规划模型。在其中一个实施例中，所述建立电力与天然气互联系统协同规划模型时，所述协同方法还包括：对燃气机组、电转气设备、输电线路和天然气管道的投建时间与位置进行优化。在其中一个实施例中，所述根据需求侧管理方式的特点，对用户满意度进行量化评估，在电力与天然气互联系统中建立需求侧管理模型，具体为：根据投资成本、运行成本和需求侧管理补偿成本，建立电力与天然气互联系统总成本最小化的目标函数，然后根据所述目标函数建立电力与天然气互联系统协同规划模型，其中，对燃气机组、电转气设备、输电线路和天然气管道的投建时间与位置进行优化。
在其中一个实施例中，所述建立电力与天然气互联系统协同规划模型时，所述协同方法还包括：根据电力系统、天然气系统、能源耦合单元运行及需求侧管理要求，为电力与天然气互联系统协同规划模型确定电力与天然气互联系统的约束条件。
在其中一个实施例中，所述对电力与天然气互联系统协同规划模型中的非线性部分进行线性化处理，包括：对电力与天然气互联系统协同规划模型中需求侧管理模型和天然气管道模型中的非线性部分进行线性化处理，从而将原混合整数非线性规划问题转化为混合整数线性规划问题，一方面可以满足远期规划的要求，另一方面可以简化运算方式，提高运算效率。在其中一个实施例中，所述对电力与天然气互联系统协同规划模型中的非线性部分进行线性化处理，包括：对电力与天然气互联系统协同规划模型中需求侧管理部分和天然气管道流量约束部分进行线性化处理。
在其中一个实施例中，所述对电力与天然气互联系统协同规划模型中的非线性部分进行线性化处理之后，所述协同方法还包括步骤：根据电力与天然气互联系统协同规划模型确定候选设备及线路的投建方案。在其中一个实施例中，一种计及需求侧管理的电力与天然气互联系统的协同方法，其包括：在电力与天然气互联系统中建立能源耦合单元运行框架，以使燃气机组和电转气装置协同运行；根据需求侧管理方式的特点，对用户满意度进行量化评估，在电力与天然气互联系统中建立需求侧管理模型；基于能源耦合单元运行框架与需求侧管理模型，计及需求侧管理成本，以总成本最小化为目标函数，建立电力与天然气互联系统协同规划模型；采用增量线性化方法，对电力与天然气互联系统协同规划模型中的非线性部分进行线性化处理；根据电力与天然气互联系统协同规划模型确定候选设备及线路的投建方案。其余实施例以此类推。在其中一个实施例中，所述根据电力与天然气互联系统协同规划模型确定候选设备及线路的投建方案之后，所述协同方法还包括步骤：根据电力与天然气互联系统协同规划模型协同运行投建方案。在其中一个实施例中，一种计及需求侧管理的电力与天然气互联系统的协同方法，其包括：在电力与天然气互联系统中建立能源耦合单元运行框架，以使燃气机组和电转气装置协同运行；根据需求侧管理方式的特点，对用户满意度进行量化评估，在电力与天然气互联系统中建立需求侧管理模型；基于能源耦合单元运行框架与需求侧管理模型，计及需求侧管理成本，以总成本最小化为目标函数，建立电力与天然气互联系统协同规划模型；采用增量线性化方法，对电力与天然气互联系统协同规划模型中的非线性部分进行线性化处理；根据电力与天然气互联系统协同规划模型确定候选设备及线路的投建方案；根据电力与天然气互联系统协同规划模型协同运行投建方案。其余实施例以此类推。进一步地，在其中一个实施例中，根据电力与天然气互联系统协同规划模型协同运行投建方案，包括：根据电力与天然气互联系统协同规划模型协同运行投建方案中的设备及线路切换，所述设备包括燃气机组和电转气装置等，所述线路包括输电线路和天然气管道等，从而实现能量在电力系统与天然气系统间的双向流动的运行。
又一实施例如图6所示，所述协同方法包括步骤：输入电力系统、天然气系统及能源耦合单元参数；确定气电互联系统总成本最小化的目标函数；考虑电力系统、天然气系统及用户满意度确定约束条件；将模型非线性部分线性化处理；模型求解，确定候选设备及线路的投建方案。在其中一个实施例中，一种计及需求侧管理的电力与天然气互联系统的协同方法，其包括：在电力与天然气互联系统中建立能源耦合单元运行框架，以使燃气机组和电转气装置协同运行，其中包括输入电力系统、天然气系统及能源耦合单元参数；根据需求侧管理方式的特点，对用户满意度进行量化评估，在电力与天然气互联系统中建立需求侧管理模型，其中考虑电力系统、天然气系统及用户满意度确定约束条件；基于能源耦合单元运行框架与需求侧管理模型，计及需求侧管理成本，以总成本最小化为目标函数，建立电力与天然气互联系统协同规划模型，其中包括确定气电互联系统总成本最小化的目标函数；采用增量线性化方法，对电力与天然气互联系统协同规划模型中的非线性部分进行线性化处理，即将模型非线性部分线性化处理；然后对模型求解，确定候选设备及线路的投建方案。在其中一个实施例中，采用AMPL/CPLEX求解器或其它计算器对电力与天然气互联系统协同规划模型进行求解。
本申请又一实施例是，一种计及需求侧管理的电力与天然气互联系统的协同方法，亦可称为计及电力系统需求侧管理的气电耦合系统协同规划方法；其中的电力与天然气互联系统亦可称为气电耦合系统。所述协同方法中，首先，根据削减负荷，转移负荷和替代负荷这三种需求侧管理方式的特点，在气电耦合系统中建立需求侧管理模型，同时从饱和度、差异度和舒适度三个方面对用户满意度进行量化评估；然后，对DSM(Demand SideManagement，需求侧管理)模型和天然气管道模型中的非线性部分进行线性化处理，将原混合整数非线性规划问题转化为混合整数线性规划问题，以满足远期规划的要求；在此基础上，以总成本最小化为目标，建立候选燃气机组、电转气设备、输电线路和天然气管道的协同规划模型，以规划候选燃气机组、电转气装置、输电线路和天然气管道的投建时间与位置。本申请提出的气电耦合系统协同规划方法充分考虑了需求侧的灵活性，一方面有利于缓解负荷增长对系统带来的压力，推迟或减少候选设备及线路的投建，降低建设成本；另一方面有利于系统运行时期对电力负荷与天然气负荷进行削峰填谷，促进风电等可再生能源的进一步消纳，降低运行成本，带来经济与环境效益。
在其中一个实施例中，根据削减负荷、转移负荷和替代负荷三种需求侧管理方式的特点，同时从饱和度、差异度和舒适度三方面对需求侧管理中的用户满意度进行量化评估，在电力与天然气互联系统中建立需求侧管理模型；并且考虑需求侧管理，以总成本最小化为目标函数，建立电力与天然气互联系统协同规划模型，对燃气机组、电转气设备、输电线路和天然气管道的投建时间与位置进行优化；通过燃气机组与电转气设备的协同运行，实现电力负荷与天然气负荷的削峰填谷，促进以风电为代表的可再生能源消纳，有利于电力与天然气互联系统的安全稳定运行，带来经济与环境效益；还采用增量线性化方法，对电力与天然气互联系统协同规划模型中的非线性部分进行线性化处理，从而进一步提高计算效率，满足系统远期规划的要求。
下面继续对所述协同方法的具体实施流程进行说明如下。
步骤1：在电力与天然气互联系统中建立能源耦合单元运行框架，以使燃气机组和电转气装置协同运行，其中，输入电力系统、天然气系统及能源耦合单元参数。
步骤2：结合削减负荷管理方式、转移负荷管理方式和替代负荷管理方式的三种需求侧管理方式特点，从饱和度、差异度和舒适度三方面对用户满意度进行量化评估，在电力与天然气互联系统中建立需求侧管理模型。本申请注意以电网公司为主体，仅考虑电力系统需求侧管理对整个电力与天然气互联系统的影响，但该需求侧管理模型同样适用于天然气系统，本申请考虑不同需求侧管理方式的特点，评估分析需求侧管理对电力与天然气互联系统的影响。
电力与天然气互联系统中，用户可以采取削减负荷、转移负荷和替代负荷三种不同的需求侧管理方式。三种需求侧管理方式的对比如表1所示。
表1三种需求侧管理方式
Figure RE-GDA0001742564670000101
在需求侧管理模型中，采用正值表示负荷增加，负值表示负荷减少，则削减负荷恒为非正值，即有：
Pi Cut(t)≤0
式中：
Figure RE-GDA0001742564670000102
为节点i在t时段的削减负荷。
由于负荷转移过程不存在负荷的产生与消耗，即有：
Figure RE-GDA0001742564670000103
式中：
Figure RE-GDA0001742564670000104
为节点i在t时段的转移负荷；T为调度周期内的时段数。
由于电力与天然气互联系统中只存在电能与天然气两种能源形式，根据能量守恒定律有：
Pi Tran(t)+c·Fi Tran(t)＝0
式中：
Figure RE-GDA0001742564670000105
和
Figure RE-GDA0001742564670000106
分别为电力系统和天然气系统中节点i在t时段的替代负荷；c为电能与天然气间的等热值转换系数。
进一步地，需求侧管理方式包括削减负荷管理方式、转移负荷管理方式和替代负荷管理方式共三种需求侧管理方式，三种需求侧管理方式下电力负荷调整量均不超过一定的负荷比例范围，具体为：
|Pi Mov(τ,t)|≤σ1Pi(t)
|Pi Mov(τ,t)|≤σ2Pi(t)
|Pi Tran(t)|≤σ3Pi(t)
式中：Pi(t)为不考虑需求侧管理时节点i在t时段的负荷；σ1，σ2和σ3分别为需求侧可削减负荷、可转移负荷和可替代负荷的比例系数。
其中，用户满意度可以从饱和度、差异度和舒适度三个方面进行评估计算。
第i个用户的饱和度Si表示用户调度周期内总需求电量的满足程度。当实行需求侧管理后负荷小于负荷预测值时，饱和度可表示为调度周期内实行需求侧管理前后电量的比值；当实行需求侧管理后负荷大于负荷预测值时，用电需求已经完全满足，用电量的增加并不能使用户满意度提高，饱和度恒为1。
第i个用户的差异度Di反映用户在调整前后各时段用电量的差异，将调度周期各时段实行需求侧管理前后负荷的调整比例作为衡量用户用电量差异度的标准依据。
第i个用户的舒适度Ci从时间上体现需求侧管理对用户用电习惯的影响，采用实行需求侧管理时正负转移高峰间的平均转移时间，体现了用户用电行为调整的时间跨度大小长短。
进一步地，其中，饱和度、差异度和舒适度采用如下表达式计算得到：
Figure RE-GDA0001742564670000111
Figure RE-GDA0001742564670000112
Figure RE-GDA0001742564670000121
式中：Tp和Tv分别为负荷高峰时段集合和低谷时段集合；P'i(t)为实行需求侧管理后节点i在t时段的电负荷；Pmin,t(t)为实行需求侧管理后节点i在t时段可能出现的最小负荷，即：
Pmin,i(t)＝(1-σ1-σ2-σ3)Pi(t)
其中，对于饱和度，P'i(t)越大，则用电饱和度Si越大，当∑P'i(t)＝∑Pmin,t(t)时，Si＝0；当∑P'i(t)≥∑Pi(t)时，Si＝1。对于差异度，P'i(t)越大，则用电差异度Di越小，当P'i(t)＝Pmin,t(t)时，Di＝1；当P'i(t)≥Pi(t)时，Dii＝0。对于舒适度，负荷平均转移时间越短，用户舒适度越高。
步骤3：根据投资成本、运行成本和需求侧管理补偿成本，建立电力与天然气互联系统总成本最小化的目标函数；
进一步地，需求侧管理模型中的需求侧管理是根据系统需求对用户负荷曲线进行修正与调整。为应对负荷增长，电网公司需要进行机组扩容与输电线路投建。由于需求侧管理将部分应对负荷增长的压力转移到了用户侧，且牺牲了部分用户满意度，在此基础上可根据电力负荷调整情况给用户造成的满意度损失给予用户适当经济补偿。
根据三种需求侧管理方式下的电力负荷调整量，所述需求侧管理补偿成本采用以下方式计算得到：
Figure RE-GDA0001742564670000122
式中：Cde为电网公司的需求侧管理补偿成本；α，β和γ分别为削减负荷、转移负荷和替代负荷的单位容量补偿系数。
进一步地，以总成本最小化为目标函数，建立电力与天然气互联系统协同规划模型中，电力与天然气互联系统协同规划模型以规划年限内总成本净现值最小为优化目标，其中总成本包括投资成本、运行成本和需求侧管理补偿成本三部分。电力与天然气互联系统协同规划模型的目标函数为：
Figure RE-GDA0001742564670000123
Figure RE-GDA0001742564670000131
Figure RE-GDA0001742564670000132
式中：Cinv(τ)和Cop(τ)分别为第τ年的投资成本和运行成本；r为折现率；Y 为规划年限；Nd为一年中天数；M和N分别为候选设备与运行设备种类；ΩM和ΩN分别为电力与天然气互联系统中第M类候选设备集合和第N类运行设备集合；Pmax,M,i，
Figure RE-GDA0001742564670000133
和IM,i(τ)分别为电力与天然气互联系统中节点i处第M类候选设备额定容量、单位容量建设成本和第τ年状态变量(新增为1，非新增为0)；PN,i(τ,t) 和
Figure RE-GDA0001742564670000134
分别为电力与天然气互联系统中节点i处第N类运行设备第τ年t时段出力和运行成本。
步骤4：计及电力系统、天然气系统、能源耦合单元运行及需求侧管理要求，确定整个电力与天然气互联系统及所述电力与天然气互联系统协同规划模型的约束条件；
进一步地，所述约束条件包括投资建设约束、电力系统运行约束、天然气系统运行约束、能源耦合单元约束和需求侧管理约束。具体说明如下。
(1)投资建设约束
系统各节点处候选燃气机组、电转气设备、输电线路和天然气管道等在投资年限内均只能建设一次。
Figure RE-GDA0001742564670000135
(2)电力系统运行约束
电力系统中，常规发电机组与风电机组需要满足出力限额的约束，输电线路需要满足有功功率传输极限的约束，即：
Figure RE-GDA0001742564670000136
Figure RE-GDA0001742564670000137
Figure RE-GDA0001742564670000138
式中：NGen，NWind和NL分别为发电机组、风电机组和输电线路集合；
Figure RE-GDA0001742564670000139
Figure RE-GDA00017425646700001310
和
Figure RE-GDA00017425646700001311
分别为第τ年t时段火电机组i、风电机组i的出力和输电线路ij传输的有功功率；
Figure RE-GDA00017425646700001312
和
Figure RE-GDA00017425646700001313
分别为火电机组i和风电机组i的最小技术出力，
Figure RE-GDA0001742564670000141
和
Figure RE-GDA0001742564670000142
分别为火电机组i、风电机组i的出力和输电线路ij传输有功功率的最大值。
进一步地，所述电力系统运行约束还包括直流潮流约束、节点电功率平衡约束和电力系统备用容量约束，如下所示：
Figure RE-GDA0001742564670000143
Figure RE-GDA0001742564670000144
Figure RE-GDA0001742564670000145
式中：NgH天然气系统中能源耦合中心的节点集合；θi(τ,t)为节点i处在第τ年t时刻电压相角；Xij为输电线路ij的电抗；
Figure RE-GDA0001742564670000146
为节点i处燃气机组在第τ年t时段输出的有功功率；
Figure RE-GDA0001742564670000147
为节点i处电转气设备在第τ年t时段消耗的有功功率；Re(τ,t)为第τ年t时段电力系统备用容量。
对候选输电线路而言，输电线路投建后需满足直流潮流约束，而未投建时，不需要满足该约束条件，可表示为：
Figure RE-GDA0001742564670000148
式中：
Figure RE-GDA0001742564670000149
为输电线路ij第τ年状态变量(新增为1，非新增为0)；A为某一相当大常数。
(3)天然气系统运行约束
与电力系统类似，在天然气系统中，气源与储气装置同样需要满足出力限额的约束，天然气管道需要满足输送流量极限的约束，即所述天然气系统运行约束包括：
Figure RE-GDA00017425646700001410
Figure RE-GDA00017425646700001411
Figure RE-GDA00017425646700001412
式中：NGS，NStor和NP分别为气源、储气装置和天然气管道集合；
Figure RE-GDA00017425646700001413
Figure RE-GDA0001742564670000151
和
Figure RE-GDA0001742564670000152
分别为第τ年t时段气源i、储气装置i的出力和天然气管道ij 的输送流量；
Figure RE-GDA0001742564670000153
和
Figure RE-GDA0001742564670000154
分别为气源i和储气装置i的出力最小值，
Figure RE-GDA0001742564670000155
和
Figure RE-GDA0001742564670000156
Figure RE-GDA0001742564670000157
分别为气源i、储气装置i出力和天然气管道ij输送流量的最大值。
进一步地，在整个天然气网络中还需要满足天然气管道稳态流量约束和节点天然气平衡约束，具体如下所示：
Figure RE-GDA0001742564670000158
Figure RE-GDA0001742564670000159
Figure RE-GDA00017425646700001510
式中：pi(τ,t)为节点i处在第τ年t时刻的天然气管道气压；Dij为天然气管道系数，与管道长度、直径、运行效率等相关；
Figure RE-GDA00017425646700001511
和
Figure RE-GDA00017425646700001512
为节点i处第τ年t时段燃气机组消耗的天然气流量和电转气设备输出的天然气流量；sgn为符号函数。
与电力系统类似，候选天然气管道流量约束可表示如下：
Figure RE-GDA00017425646700001513
式中：
Figure RE-GDA00017425646700001514
为天然气管道ij第τ年状态变量(新增为1，非新增为0)。
(4)能源耦合单元约束
能源耦合单元中，燃气机组与电转气设备在运行过程中需要满足容量限制约束和能量守恒能量转换约束，所述能源耦合单元约束如下：
Figure RE-GDA00017425646700001515
Figure RE-GDA00017425646700001516
Figure RE-GDA0001742564670000161
式中：NeH电力系统中能源耦合中心的节点集合；
Figure RE-GDA0001742564670000162
和
Figure RE-GDA0001742564670000163
分别为电转气设备消耗电功率的最大值和最小值；
Figure RE-GDA0001742564670000164
和
Figure RE-GDA0001742564670000165
分别为燃气机组消耗天然气流量的最大值和最小值；kNGFP和kP2G分别为燃气机组和电转气设备的能量转换效率。
(5)需求侧管理约束
在电力与天然气互联系统协同规划中，还需要保证在规划年限内饱和度、差异度与舒适度三个指标符合用户满意度的要求，即：
Figure RE-GDA0001742564670000166
式中：SSet、DSet和CSet分别为用户满意度中饱和度、差异度和舒适度设定值，由电网公司根据各节点负荷类型、用电量和历史运行情况等确定。
步骤5：采用增量线性化方法，对电力与天然气互联系统协同规划模型中的非线性部分进行线性化处理，即对电力与天然气互联系统协同规划模型中需求侧管理部分和天然气管道流量约束部分进行线性化处理；进一步地，对电力与天然气互联系统协同规划模型中的非线性部分进行线性化处理，包括需求侧管理模型线性化与天然气管道模型线性化。本申请提出的电力与天然气互联系统协同规划模型是MINLP(Mixed Integer NonlinearProgramming，混合整数非线性规划)问题，求解耗时长、难度大，且天然气管道模型高度非线性，极大地影响了求解效率。由于在远期电力与天然气互联系统协同规划中，求解效率较精确度更为重要，因此，有必要对模型的非线性部分进行线性化处理。
(1)需求侧管理模型线性化
由于各时段实际转移负荷、替代负荷的正负不定，需求侧管理模型中计算调整电量时存在绝对值项，因此可以引入恒为正的辅助变量，则，所述需求侧管理模型线性化，包括将需求侧管理补偿成本部分与天然气管道流量约束部分做如下修正：
Figure RE-GDA0001742564670000171
Figure RE-GDA0001742564670000172
式中：C’de为线性化后电网公司需求侧管理补偿成本；ui(t)、vi(t)、xi(t)、yi(t)、mi(t)和ni(t)均为非负的辅助变量。
(2)天然气管道模型线性化
天然气管道模型包括天然气管道节点气压与管道流量两个非线性部分。首先令π＝p2来消除节点气压项的非线性，此时，模型中存在天然气管道流量的非线性项。然后令
Figure RE-GDA0001742564670000173
则，所述天然气管道模型线性化中，天然气管道流量可约束为：
fij(τ,t)＝Dij(πi(τ,t)-πj(τ,t))
然后，利用增量线性化方法，将天然气管道流量的取值范围划分为多个子区间，再在各子区间进行分段线性化处理。其中，首先，将天然气流量范围的划分为多个子区间，然后采用增量线性化方法反映天然气管道流量与节点气压间的关系，同时需要保证自变量在所有分段子区间上连续取值，具体如下所示：
Figure RE-GDA0001742564670000181
Figure RE-GDA0001742564670000182
δij,k+1(τ,t)≤wij,k(τ,t)≤δij,k(τ,t)
0≤δij,k(τ,t)≤1
式中：NS为天然气管道流量子区间数；δij,k(τ,t)为区间[0,1]内的连续变量； wij,k(τ,t)为二进制变量。
同理，可以得到候选天然气管道流量约束的线性方程，这里不再赘述。
步骤6：采用AMPL/CPLEX对电力与天然气互联系统协同规划模型进行求解。可采用AMPL/CPLEX求解器或其它计算器进行求解，至此，已经将原来的混合整数非线性规划问题转化成混合整数线性规划问题，由此可以方便地确定候选设备及线路的投建方案，然后进行投建。
为了进一步理解本申请，以下基于修改的IEEE 39节点电力系统与Belgium 20节点天然气系统，构建如图2所示电力与天然气互联系统对所提出的模型与方法进行测试，来解释本申请的实际应用。
电力系统中位于节点9和节点13的机组为风电机组，位于节点30-39的机组为常规火电机组，天然气系统中位于节点1和节点8处机组为气源，位于节点2、5、13和14处机组为储气装置，电力系统中节点31、32、33和34分别与天然气系统中的节点1、12、14和20通过能源耦合单元连接。IEEE 39节点电力系统与Belgium 20节点天然气系统均为标准系统，电力系统日负荷，天然气系统日负荷和风电最大出力如表2所示，其他参数详见表3。同时，假设电力与天然气互联系统中电力负荷与天然气负荷的年平均增长率分别为3％与1.5％，折现率为6％。
表2电力与天然气互联系统参数
Figure RE-GDA0001742564670000191
表3负荷及风电参数(单位：MW)
时间 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
电力负荷 0.67 0.63 0.60 0.59 0.59 0.60 0.74 0.86 0.93 0.95 0.96 0.94
天然气负荷 0.25 0.35 0.66 0.76 0.84 0.94 0.90 0.67 0.52 0.50 0.60 0.92
最大风电出力(节点9) 211 213 223 246 240 241 248 234 255 236 219 215
最大风电出力(节点13) 243 196 271 339 268 280 344 253 248 218 211 187
时间 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
电力负荷 0.92 0.94 0.90 0.91 0.93 0.99 1.00 1.00 0.96 0.83 0.73 0.63
天然气负荷 1.00 0.75 0.65 0.58 0.48 0.32 0.2 0.12 0.1 0.09 0.14 0.19
最大风电出力(节点9) 210 213 222 222 216 215 224 235 234 232 225 208
最大风电出力(节点13) 160 154 162 139 131 136 99 114 127 185 188 210
为研究协同规划与需求侧管理对电力与天然气互联系统中各项成本、规划方案、风电消纳情况和负荷削峰填谷的影响，本申请设计了以下四种情形。
情形1：传统电力网络与天然气网络解耦规划，且不考虑需求侧管理；
情形2：电力网络与天然气网络解耦规划，但考虑需求侧管理；
情形3：电力与天然气互联系统协同规划，但不考虑需求侧管理；
情形4：电力与天然气互联系统协同规划，同时考虑需求侧管理。
(1)成本分析
在以上四种情形下，电力与天然气互联系统的最优投资建设方案如表4所示。其中，[]中数字表示新建线路/管道所在节点，()中数字表示新建年份，如天然气管道[1,15](7)表示第7年在天然气系统节点1与15之间新建天然气管道， P2G[33](8)表示第8年在电力系统节点33新建P2G设备。电力与天然气互联系统各项成本如图3所示。
表4四种情形下最优投建方案
Figure RE-GDA0001742564670000201
对比附图3中情形1与情形3，情形3中电力系统与天然气系统协同规划时，运行成本与建设成本分别减少了0.26亿元与0.15亿元。这是因为电力负荷与天然气负荷峰谷并不重合，二者可以通过能源耦合单元互相转化。结合表4中最优投建方案可以看出，当电力与天然气互联系统中存在阻塞，需要新建输电线路或天然气管道时，燃气机组可等效为电源，电转气设备可等效为气源，从而缓解了原阻塞输电线路或天然气管道传输压力，减少了输电线路的投建数目，降低了建设成本。但是，由于电转气设备建设成本与运行成本都比较高，电力系统与天然气系统倾向于解耦运行，协同规划对运行成本的影响不明显。
与情形3中的气电协同规划相比，考虑电力系统需求侧管理的情形2经济性更为显著，运行成本与建设成本分别减少了2.63亿元与0.11亿元，但增加了 1.13亿元的需求侧管理补偿成本。一方面是由于需求侧管理使负荷低谷时段风电利用率提高，运行成本降低；另一方面，高峰负荷的削减也能缓解负荷增长压力，进而延缓甚至减少线路与管道的投建。情形4综合了电力与天然气互联系统协同规划与需求侧管理的特点，总成本最低。
(2)弃风量分析
通过电力系统中弃风电量分析协同规划与需求侧管理对风电消纳水平的影响，如图4所示。从中可以看出，在白天用电高峰时段，风电基本能被完全消纳，但在夜晚用电低谷时段，弃风现象十分严重。采用协同规划时弃风量减少了26.8％；实施需求侧管理时弃风量减少了21.4％，这说明协同规划与需求侧管理都能有效减少弃风现象。由各情形下弃风情况可知，协同规划主要提高负荷低谷时段风电消纳电量，而需求侧管理在弃风时段都能有效提高风电消纳水平。
(3)需求侧管理分析
在电力与天然气互联系统协同规划时，用户通过削减负荷、转移负荷和替代负荷三种方式调节各时段需求电量，对负荷曲线进行削峰填谷，效果如附图3 所示。情形2与情形4中，三种需求侧管理方式下各时段负荷调整情况如附图5 所示。其中，柱状图为电力负荷调整情况，折线图为天然气负荷调整情况(用正值表示)。
由于削减负荷会造成电网公司售电收入减少，单位容量补偿成本较高，替代负荷仅能在能源耦合单元处实施，因此如图5所示，需求侧管理的实施方式以转移负荷为主，情形2与情形4下负荷转移电量分别占总需求侧管理调整电量的78.79％与83.06％。此外，由于对用户而言，电能比天然气更为经济，因而一般情况下电力与天然气互联系统用电力负荷替代天然气负荷。如图5所示，天然气负荷高峰时段削减量多，低谷时段削减量少，从而对电力与天然气互联系统中天然气负荷也能有削峰填谷的效果。
综上所述，采用各实施例的计及需求侧管理的电力与天然气互联系统的协同方法，电力与天然气互联系统中协同规划与需求侧管理均能降低总成本，且需求侧管理的实施可以进一步促进风电消纳，延缓甚至减少输电线路的投建，从而带来更大的经济效益。同时，电力系统需求侧管理不仅对电力负荷进行了削峰填谷，也通过能源耦合单元，对天然气负荷起到削峰填谷的作用。并且针对电力与天然气互联系统中燃气机组、电转气设备、输电线路和天然气管道的选址规划问题，本申请提出了计及需求侧管理的电力与天然气互联系统协同规划模型，与传统规划方式相比，该模型中电力系统需求侧管理能使电力负荷曲线和天然气负荷削峰填谷。这样，对电网公司而言，削峰作用缓解了输电线路传输压力，延缓甚至减少了输电线路投建过程，节省了建设成本；填谷作用在电力负荷低谷时段将富余风电转化为天然气，不仅能减小电力负荷波动，还能提高风电消纳水平，减少运行成本。
需要说明的是，本申请的其它实施例还包括，上述各实施例中的技术特征相互组合所形成的、能够实施的计及需求侧管理的电力与天然气互联系统的协同方法，本申请及其各实施例中的部分步骤以计算机程序处理流程为基础，通过计算机执行按上述流程编制的计算机程序，对某些外部运行过程或外部运行装置进行控制，及/或对外部数据进行处理或者交换，由此建立了能源耦合单元运行框架以及需求侧管理模型，且进一步建立了电力与天然气互联系统协同规划模型，在此基础上能够确定候选设备及线路的投建方案并且运行该方案，从而在计及需求侧即考虑需求侧的具体情况的基础上，体现了需求侧在电力与天然气互联系统规划中的重要作用，通过考虑需求侧响应，充分考虑了需求侧的灵活性，一方面有利于缓解负荷增长对系统带来的压力，推迟或减少候选设备及线路的投建，降低建设成本；另一方面有利于系统运行时期对电力负荷与天然气负荷进行削峰填谷，促进风电等可再生能源的进一步消纳，降低运行成本。
以上所述实施例的各技术特征可以进行任意的组合，为使描述简洁，未对上述实施例中的各个技术特征所有可能的组合都进行描述，然而，只要这些技术特征的组合不存在矛盾，都应当认为是本说明书记载的范围。
以上所述实施例仅表达了本申请的几种实施方式，其描述较为具体和详细，但并不能因此而理解为对专利范围的限制。应当指出的是，对于本领域的普通技术人员来说，在不脱离本申请构思的前提下，还可以做出若干变形和改进，这些都属于本申请的保护范围。因此，本申请的保护范围应以所附权利要求为准。

Claims (10)

1.一种计及需求侧管理的电力与天然气互联系统的协同方法，其特征在于，包括：
在电力与天然气互联系统中建立能源耦合单元运行框架，以使燃气机组和电转气装置协同运行；
根据需求侧管理方式的特点，对用户满意度进行量化评估，在电力与天然气互联系统中建立需求侧管理模型；其中，需求侧管理方式包括削减负荷管理方式、转移负荷管理方式和替代负荷管理方式共三种需求侧管理方式，根据削减负荷、转移负荷和替代负荷三种需求侧管理方式的特点，同时从饱和度、差异度和舒适度三方面对需求侧管理中的用户满意度进行量化评估，在电力与天然气互联系统中建立需求侧管理模型；
基于能源耦合单元运行框架与需求侧管理模型，计及需求侧管理成本，以总成本最小化为目标函数，建立电力与天然气互联系统协同规划模型；
采用增量线性化方法，对电力与天然气互联系统协同规划模型中的非线性部分进行线性化处理；
根据电力与天然气互联系统协同规划模型确定候选设备及线路的投建方案，所述候选设备包括燃气机组和电转气装置，所述线路包括输电线路和天然气管道；
根据电力与天然气互联系统协同规划模型协同运行投建方案中的候选设备及线路切换；
其中，第i个用户的饱和度Si表示用户调度周期内总需求电量的满足程度，第i个用户的差异度Di反映用户在调整前后各时段用电量的差异，第i个用户的舒适度Ci从时间上体现需求侧管理对用户用电习惯的影响；饱和度、差异度和舒适度采用如下表达式计算得到：
Figure FDA0003116624960000011
Figure FDA0003116624960000021
Figure FDA0003116624960000022
式中：Tp和Tv分别为负荷高峰时段集合和低谷时段集合；P'i(t)为实行需求侧管理后节点i在t时段的电负荷；Pmin,t(t)为实行需求侧管理后节点i在t时段可能出现的最小负荷，
Pmin,i(t)＝(1-σ1-σ2-σ3)Pi(t)；
式中，Pi(t)为不考虑需求侧管理时节点i在t时段的负荷；σ1，σ2和σ3分别为需求侧可削减负荷、可转移负荷和可替代负荷的比例系数；
其中，所述计及需求侧管理成本，以总成本最小化为目标函数，包括：根据投资成本、运行成本和需求侧管理补偿成本，建立电力与天然气互联系统总成本最小化的目标函数，所述需求侧管理补偿成本采用以下方式计算得到：
Figure FDA0003116624960000023
式中：Cde为电网公司的需求侧管理补偿成本；α，β和γ分别为削减负荷、转移负荷和替代负荷的单位容量补偿系数，
Figure FDA0003116624960000024
为节点i在t时段的削减负荷，
Figure FDA0003116624960000025
为节点i在t时段的转移负荷，
Figure FDA0003116624960000026
为电力系统中节点i在t时段的替代负荷；T为调度周期内的时段数。
2.根据权利要求1所述协同方法，其特征在于，所述在电力与天然气互联系统中建立能源耦合单元运行框架，包括：输入电力系统、天然气系统及能源耦合单元参数。
3.根据权利要求1所述协同方法，其特征在于，所述需求侧管理方式包括削减负荷管理方式、转移负荷管理方式和替代负荷管理方式。
4.根据权利要求1所述协同方法，其特征在于，所述用户满意度包括饱和度、差异度和舒适度。
5.根据权利要求1所述协同方法，其特征在于，以总成本最小化为目标函数，建立电力与天然气互联系统协同规划模型中，电力与天然气互联系统协同规划模型以规划年限内总成本净现值最小为优化目标；电力与天然气互联系统协同规划模型的目标函数为：
Figure FDA0003116624960000031
Figure FDA0003116624960000032
Figure FDA0003116624960000033
式中：Cinv(τ)和Cop(τ)分别为第τ年的投资成本和运行成本；r为折现率；Y为规划年限；Nd为一年中天数；M和N分别为候选设备与运行设备种类；ΩM和ΩN分别为电力与天然气互联系统中第M类候选设备集合和第N类运行设备集合；Pmax,M,i，
Figure FDA0003116624960000034
和IM,i(τ)分别为电力与天然气互联系统中节点i处第M类候选设备额定容量、单位容量建设成本和第τ年状态变量，新增为1，非新增为0；PN,i(τ,t)和
Figure FDA0003116624960000035
分别为电力与天然气互联系统中节点i处第N类运行设备第τ年t时段出力和运行成本。
6.根据权利要求1所述协同方法，其特征在于，所述建立电力与天然气互联系统协同规划模型时，所述协同方法还包括：对燃气机组、电转气设备、输电线路和天然气管道的投建时间与位置进行优化。
7.根据权利要求1所述协同方法，其特征在于，所述建立电力与天然气互联系统协同规划模型时，所述协同方法还包括：根据电力系统、天然气系统、能源耦合单元运行及需求侧管理要求，为电力与天然气互联系统协同规划模型确定电力与天然气互联系统的约束条件。
8.根据权利要求1所述协同方法，其特征在于，所述对电力与天然气互联系统协同规划模型中的非线性部分进行线性化处理，包括：对电力与天然气互联系统协同规划模型中需求侧管理部分和天然气管道流量约束部分进行线性化处理。
9.根据权利要求1至8中任一项所述协同方法，其特征在于，对电力与天然气互联系统协同规划模型中的非线性部分进行线性化处理，包括需求侧管理模型线性化与天然气管道模型线性化。
10.根据权利要求1所述协同方法，其特征在于，三种需求侧管理方式下电力负荷调整量均不超过一定的负荷比例范围。
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